未来广东现货交易将形成供需双方报量报价、共同决定价格的市场机制

（文丨本报记者 卢彬）

近年来，广东电力市场化程度不断提高，市场化电量从2013年的22亿千瓦时，增至2018的1600亿千瓦时，电力用户增至8000家，整个市场规模不断扩大，为现货市场打下了基础。“预计今年广东市场化电量将达到2000亿千瓦时，2020年则将达到2500亿千瓦时。”卢勇说。
      

据广东电力交易中心市场管理部副部长孙谦介绍，广东现货市场共经历了三个阶段的模拟运行：“第一阶段从2018年9月到2018年底，主要目的是让市场主体参与报价，并对交易系统进行测试，模拟运行结果不作为调度和结算依据。第二阶段是今年1至4月份，市场出清的结果作为调度执行的依据，但不结算，一般选择月初的1到2个交易日，旨在按照目前现有中长期的价差模式下，配合调度按照全月同进度的目标来调控，便于调度执行。第三个阶段从5月份开始选择了两天的模拟运行情况，作为结算和调度的依据。”
      

在模拟交易的不同阶段，广东还在不断调整市场主体的报量、报价规则。
      

“目前处于起步阶段，发电侧报量报价，用户侧报量不报价。第二期系统建设完成后，经过一段时间模拟运行，很快要走向用户侧报量报价。最终，供需双方可以共同决定出一个稳定的市场价格。”卢勇指出，“这种分阶段的模式在目前的现货市场规则中已有明确要求，相信很快能完成这一转变。”

作为全国最大的省级电网，广东电网运行工况也最复杂。卢勇表示，省级现货市场的建设，一定要根据各省特点，有针对性地设计规则。
      

据了解，广东电网属于典型的“强直弱交”受端电网，外受电比例达三分之一；电网峰谷差较大，一般夏季工作日用电负荷峰谷差可达3000至4000万千瓦；80%的用电负荷集中在珠三角地区，电网潮流风险大，负荷集中区短路电流大。
      

“广东电网节点超过3000个，断面超过400个，如果选择分散式的市场模式，中长期交易市场无法全部完成刚性执行，集中式市场更有利于保障电力市场安全可靠运行。”孙谦表示，“另外，集中式的市场模式，更有利于广东在现货起步阶段理顺电力价格，实现资源优化配置。”
      

然而，有电力行业专家对广东现货市场具体执行时的情况产生了质疑：“根据试结算首日公布的信息，网络阻塞并不严重，分2-3个区即可，为何要使用节点电价？”
      

对此，卢勇指出：“节点电价可以提供精致的时间、位置信号。不仅如此，如果一个节点长期高价出清，这个信号本身也引导了将来电网公司在这个地方的投资，要去解决这里的阻塞问题，这正是电力市场化提升电力工业运行效率的一种体现。”
      

“在用户侧，则采用全省统一节点电价，可以在市场初期降低用户侧参与市场的难度。”孙谦进一步解释，“用户不需要专门研究各个节点电价变化规律，具体到交易环节，更有利于通过签订中长期交易合同来锁定收益，降低风险。”

“整体看，广东的电力仍然供大于求，电力商品按照市场规律就应该降价。如果供大于求却不降价，那证明市场规则出了问题。”针对发电企业普遍反映的“改革就是降电价”问题，卢勇强调，改革的重点不是降电价，而在于建立市场化机制。“机制健全了，当供需发生变化，发电企业就可以取得应有的收益。”
      

卢勇认为，电改的最终目的，就是要提高管理、投资和运行效力。现货交易与中长期交易应相互促进，用市场竞争、成本监管的方式提高电力企业管理效率，推动电力工业化发展。
     

“现货市场中的信号，比如一个电网阻塞，可能很快消失，而一座煤电厂要建设2-3年才能投产，现货信号并非是用来指导电源投资的。中长期价格信号用来引导提高投资效率，现货价格信号则用来调节生产运行效率，两者结合，才能共同推进电力市场建设。”
      

此外，卢勇还建议，在市场运行中应对部分高成本机组进行补贴。“包含燃气机组、水煤浆机组、循环流化床锅炉等在内，广东高成本机组的比例高达25%。这些机组并非由市场形成，而是由历史因素形成，应统筹考虑其搁浅成本问题，予以一定补贴。”